Juan Carlos Machorro, socio a cargo de la práctica transaccional de la firma Santamarina y Steta, experto legal en sector energético, anunció que se han cumplido los 75 días mínimos previstos en el T-MEC en el proceso de consultas iniciado por los gobiernos de Estados Unidos y Canadá. El asunto es la política implementada por el Gobierno Federal mexicano, es por ello que la instalación de un panel podría ocurrir en cualquier momento.
“Aparentemente, los gobiernos de Estados Unidos y Canadá han decidido detener, por el momento, el proceso de instalación de un panel internacional que resuelva el fondo del asunto. Esto no ubica la posición negociadora del gobierno mexicano en una mejor situación, en forma alguna. Por el contrario, a partir de ahora, en cualquier momento, nuestros socios comerciales podrían detonar la instalación de dicho panel que, como hemos afirmado en otras ocasiones, es de pronóstico más que pesimista para los intereses del gobierno, del estado y de la economía mexicana”, señaló.
El experto sostuvo que el gobierno mexicano no ha resuelto los temas planteados por sus socios comerciales: “Dar curso a unos cuantos trámites rezagados por parte de la Comisión Reguladora de Energía hace unos días no resulta suficiente para dar claridad y, sobre todo, certeza, a las inversiones privadas y, en el caso específico, a los inversionistas de nuestros socios del bloque comercial de América del Norte”.
Además, esta situación tiene consecuencias negativas en las oportunidades de nuestro país en materia de nearshoring. Así como en materia de relaciones comerciales, pues es necesario que México debe mostrarse como un socio comercial confiable que, además, está comprometido con la generación de energía limpia: “Es momento de volver a asumirnos como un socio confiable y retomar el prestigio comercial internacional que tantos años ha costado construir a nuestro país. Es momento de detonar la confianza y la certeza jurídica que atraiga inversiones, empleo, sostenibilidad y bienestar a la economía y a los mexicanos”.
“Una vez más, es momento de actuar en forma responsable, más allá de agendas políticas y temas de inmediatez electoral”, concluyó.
American Airlines anunció el día de hoy, su inversión estratégica de capital en Universal Hydrogen Co., compañía que construye una red de logística y distribución de hidrógeno verde para la aviación. Dicha inversión respalda los objetivos de American, basados en la ciencia para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) hacia al 2035, así como su compromiso de lograr cero emisiones netas de GEI para 2050. Además, esta inversión convierte a American en la primera aerolínea de EE.UU. en realizar dos inversiones directas enfocadas en el desarrollo, tanto de tecnología de propulsión eléctrica de hidrógeno, como en el futuro de la logística de distribución de hidrógeno.
La red de distribución de combustible de Universal Hydrogen utiliza cápsulas modulares de hidrógeno que se manejan como carga, lo que elimina la necesidad de una nueva infraestructura de abastecimiento de combustible en los aeropuertos y acelera las operaciones de carga de combustible. Universal Hydrogen proyecta comenzar las entregas de hidrógeno para aviones regionales en 2025, con planes para expandir sus servicios a aviones más grandes de un solo pasillo, primero como energía auxiliar a fines de la década de 2020 y posteriormente, como combustible principal a mediados de la década de 2030. Dado que, los segmentos mencionados representan dos tercios de las emisiones de la aviación, y que el hidrógeno verde es un verdadero combustible sin carbono, estos avances colocan a la aviación en el camino para cumplir con los objetivos de reducción de emisiones del Acuerdo de París.
Derek Kerr, Director Financiero de American Airlines.
“Esta tecnología tiene el potencial de cambiar las reglas del juego en el camino de la industria hacia un vuelo con cero emisiones”, dijo Derek Kerr, Director Financiero de American Airlines. “Como la aerolínea más grande del mundo, American tiene la responsabilidad de ejercer el liderazgo para hacer que la aviación sea sostenible. Nuestra inversión en Universal Hydrogen representa un voto de confianza para el hidrógeno verde como elemento clave de un futuro sostenible para nuestra industria”.
American se une a Airbus Ventures, GE Aviation y Toyota Ventures, así como a otros importantes productores de hidrógeno y arrendadores de aeronaves, como inversores estratégicos en Universal Hydrogen.
Paul Eremenko, Cofundador y Director ejecutivo de Universal Hydrogen.
“Junto con nuestros inversores, estamos armando la cadena de valor de extremo a extremo, para hacer de la aviación de hidrógeno, una realidad comercial a corto plazo”, dijo Paul Eremenko, Cofundador y Director ejecutivo de Universal Hydrogen. “Este movimiento de American es una fuerte señal de que los clientes quieren una verdadera solución de cero emisiones para la aviación de pasajeros y están dispuestos a respaldar pasos tangibles y pragmáticos para llegar allí rápidamente”.
En noviembre de este año los países de la Unión Europea establecerán un acuerdo que incluya más medidas de emergencia para hacer frente a los altos precios de la gasolina, dijeron funcionarios. No obstante, aun no se determina la naturaleza de esas medidas o si se fijarán los precios de la gasolina.
A medida que Europa se dirige a un invierno de escasos suministros de gas ruso y altos costos de energía, los ministros de energía de la Unión Europea se reunirán en Praga para discutir el siguiente paso. Hay que recordar que se apresuraron la aprobación de los gravámenes de emergencias sobre ganancias inesperadas de energía de la Unión Europea, así como las obligaciones de almacenamiento de gas y la demanda de electricidad.
La mayoría de los Estados miembros apuestan a establecer un límite en el precio del gas, aunque no se han decidido si debería aplicarse a todos los intercambios, es decir, si debe afectar a los contratos a largo plazo o sólo a aquellos en el ámbito de la generación de electricidad.
También se discutirá la compra conjunta de gas entre los países y el potencial para negociar precios más bajos con proveedores no rusos como formas para que la UE domine los precios de la energía.
La idea de limitar el precio del gas utilizado en la generación de energía se ha considerado como una buena alternativa, pues en los casos de España y Portugal ayudó a frenar los precios a nivel local. No obstante, existe el riesgo de que la demanda de gas aumente.
El comisionado de energía de la UE, Kadri Simson, dijo la semana pasada que Bruselas podría aprender del esquema, pero que no era adecuado para implementarlo de inmediato en toda Europa debido a las especificidades locales, incluidas las numerosas terminales de gas natural licuado de Iberia, de las que carecen muchos países de la UE.
Los Estados también tendrían que compensar a las plantas de gas por la brecha entre el precio tope y el precio de mercado. Esto puede cubrirse a través de fondos públicos o de un impuesto para otros generadores de energía.
Por Homero Ramírez, coordinador de Calidad, Seguridad y Medio Ambiente de Iberdrola México.
Analizar, corregir y mejorar. Toda compañía, ya sea una pyme o una multinacional con presencia en varios países, debe tener espíritu autocrítico si quiere lograr la excelencia empresarial y garantizar, a mediano y a largo plazo, su crecimiento, liderazgo y sostenibilidad.
Hace unos días, Iberdrola México fue galardonada por la Organización Asia-Pacífico para la Calidad (APQO) con el Premio a la Excelencia en el Desempeño Global 2022 (GPEA) en su categoría World Class, que impulsa a las organizaciones a adoptar mejores prácticas de gestión, así como sistemas que garanticen la mejora de procesos de manera sostenible y la excelencia empresarial en la región de Asia-Pacífico.
Este reconocimiento—el único obtenido por una compañía de América en la presente edición—está basado en el prestigioso modelo de análisis empresarial Malcolm Baldrige, con el que se debe probar, tanto en la teoría como en la práctica, que se están obteniendo resultados y se pueden avalar. La evaluación es exhaustiva porque para este premio se analizan seis elementos: liderazgo, estrategia, clientes y mercado, información y análisis, recursos humanos y procesos.
Es la segunda ocasión que Iberdrola México recibe este distintivo y en esta nueva convocatoria se demostraron las mejoras que obtuvimos frente al informe anterior, describiendo el proyecto de planificación estratégica en el que estamos trabajando y analizando factores internos y externos.
La compañía ha ganado en años recientes varias distinciones. Iberdrola México se convirtió en 2018 en la primera compañía privada del sector eléctrico en ganar el Premio Nacional de Calidad, y en los años 2019 y 2021 obtuvo el Premio Iberoamericano de Calidad.
¿Cómo se entra en el pódium de las mejores empresas? Con mucho esfuerzo, autoexigencia y análisis. Se debe entender que, más allá del trofeo, lo importante es el camino recorrido y el esfuerzo realizado por toda la organización. Una ruta llena de aprendizajes, de ensayos, de errores y de logros. Todo ello para mejorar la compañía por dentro en todos sus procesos y, a su vez, convertirnos en referente para otras compañías que quieren superarse.
Este es el mayor beneficio que nos traen estos premios: Nos permiten detectar áreas de oportunidad e implementar cambios enfocados en la mejora. Nos hace más autoexigentes y abiertos a la crítica. Esta es la única forma de aprender y superarnos. Además, son garantía de que trabajamos con altos estándares de calidad y eficiencia.
Con los galardones a la excelencia, Iberdrola México demuestra su firme compromiso con la calidad, el medio ambiente, la ética y el dividendo social como parte de su cultura organizacional y por eso trabaja en la mejora continua de sus procesos a través de la innovación como uno de sus pilares principales de desarrollo.
El conglomerado danés A.P. Moller – Maersk anunció que ha ordenado otros seis grandes buques de alta mar que pueden navegar con metanol verde. Los seis buques serán construidos por Hyundai Heavy Industries (HHI) y tendrán una capacidad nominal de aproximadamente 17,000 TEU (Twenty Foot Equivalent Unit), reemplazando la capacidad existente en la flota de Maersk.
“Nuestros clientes esperan que descarbonicemos sus cadenas de suministro y estos seis buques capaces de operar con metanol verde acelerarán aún más los esfuerzos para ofrecer a nuestros clientes un transporte nulo en carbono. Se necesita una acción global en esta década para cumplir con el objetivo del Acuerdo de París de limitar el calentamiento global a un aumento de temperatura de 1.5 °C”, afirmó Henriette Hallberg Thygesen, CEO de Fleet & Strategic Brands en Maersk.
Maersk ha establecido un objetivo de cero emisiones netas para 2040 en todo el negocio. Esto incluye una reducción de 50 % en las emisiones por contenedor transportado en la flota de Maersk Ocean en comparación con 2020 y el principio de ordenar únicamente embarcaciones nuevas que puedan operar con combustibles ecológicos.
Buques de metanol verde
“El metanol verde es la mejor solución escalable de combustible verde para esta década, estamos emocionados de ver a varios otros armadores eligiendo este camino. Agrega un mayor impulso para acelerar la evolución del transporte marítimo de cero emisiones en pro del medio ambiente”, sostuvo Palle Laursen, director técnico y de flota de Maersk.
Los seis buques de 17,000 TEU se entregarán en 2025 y navegarán bajo la bandera de Dinamarca. Estos generarán un ahorro anual de emisiones de CO₂ de alrededor de 2.3 millones de toneladas. Maersk reitera además su estrategia de mantener una capacidad de flota en un máximo de 4.3 millones de TEU.
Por Marcelo Carugo, VP Industry Programs and Alliances, Emerson Automation Solutions
La Administración de Información de Energía de EE. UU. proyecta que las emisiones de dióxido de carbono (CO2) irán disminuyendo hasta el 2050 en los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), que incluye a EE. UU.1 Esta proyección asume que el consumo de energía irá aumentando hasta el 2050, y que los productores cumplirán estas demandas con una combinación de fuentes de energía tradicionales y renovables. Los sitios de pozos y las refinerías pueden contribuir a estas reducciones de emisiones proyectadas siguiendo las prácticas recomendadas descritas en este artículo.
Impulsar una mayor eficiencia: Cualquier instalación que se proponga aumentar la eficiencia debe tener sus operaciones en orden en todos los frentes. Esto significa que la producción debe controlarse de manera efectiva con una operación estable, con un equipo bien mantenido y seguro. Si hay problemas operativos en estas áreas, la gerencia debe solucionarlos primero, ya que los costos e incidentes relacionados pueden tener efectos negativos mucho mayores en comparación con las reducciones en el consumo de energía.
Este artículo examinará tres áreas en las que las instalaciones pueden mejorar la eficiencia energética al utilizar tecnologías disponibles en la actualidad:
Sistema de información para la gestión energética (EMIS)
Sistema de monitoreo predictivo de emisiones (PEMS)
Gestión energética y caudal másico
Según los proyectos en los que los ingenieros de la empresa del autor han trabajado en una variedad de refinerías, las mejoras pueden sumar hasta un 2 % o un 3 % del costo correspondiente. Dadas las cantidades que una refinería típica gasta en energía, estas cifras se traducen en números muy grandes, y cualquier reducción resulta en aumentos sustanciales en la rentabilidad, junto con las correspondientes mejoras en la sostenibilidad.
EMIS: Comprender el consumo de energía: La medición es un primer paso crítico para la gestión energética porque muchas instalaciones no saben lo suficiente sobre cómo están consumiendo la energía como para reducirla. Obviamente, la instalación tiene una cantidad agregada, pero es posible que no pueda determinar el volumen asociado con una unidad individual o un calentador de fuego específico. Analicemos esta situación y veamos cómo abordar este problema.
Los costos de energía en una refinería típica se encuentran entre los costos operativos más altos, si no el más alto, a menudo hasta el 50 % de los costos de refinación. El costo total comprende numerosos factores relacionados con los tipos de combustible disponibles, costos de combustible individuales, eficiencia del equipo (calderas, calentadores de combustible, etc.), condiciones de operación y una variedad de otros factores. Para complicar aún más las cosas, en una refinería promedio, alrededor del 41 % de la energía simplemente se pierde.
¿Se puede arreglar esta situación? Sí, sin duda. Esta es la realidad: el cuartil superior de las empresas de la industria tiene menos de la mitad de la intensidad energética del cuarto cuartil. Piense en lo que eso significa. Las mejores refinerías consumen la mitad de energía por volumen de producción que las peores. ¿Cómo lo hacen esas mejores empresas?
Primero, miden el consumo de energía (FIG. 1) de forma granular en tiempo real. Es posible ver cuánto y qué tipo de combustible está consumiendo un calentador, una caldera u otro equipo encendido en cualquier momento. Esta capacidad requiere instrumentación y las redes que la respalden, con avances en sensores inalámbricos que simplifican la implementación y reducen los costos. A menudo, esto incluye agregar instrumentación a los equipos que actualmente no se monitorean de manera integral o no se monitorean en absoluto.
En segundo lugar, toda la instrumentación crea grandes cantidades de datos que deben capturarse e historiarse. Hay muchas plataformas capaces de proporcionar visualización; sin embargo, algunas instalaciones se detienen aquí, como si la captura de datos fuera un fin en sí mismo. Dichos programas no brindan los resultados deseados, lo que requiere avanzar al siguiente paso.
Tercero, los datos deben ser analizados. Aquí es donde las instalaciones se dan cuenta de las verdaderas diferencias en metodología y eficacia. Una plataforma analítica básica debe cubrir, al menos, las siguientes cinco acciones:
Valide los sensores para garantizar mediciones precisas sin ruidos ni valores defectuosos.
FIG. 1. Los tableros pueden mostrar el consumo de energía, incluida la energía desperdiciada, en tiempo real
2. Monitoree los indicadores clave de desempeño (KPI), al mostrar datos en paneles de usuario e identificar áreas problemáticas.
3. Ajuste los objetivos dinámicos en función de los estados de la planta y los modos de operación, al mismo tiempo que identifica situaciones anormales y posibles alteraciones del proceso.
4. Aísle las causas principales detrás de las brechas de desempeño y proporcione acciones correctivas sugeridas.
5. Calcule puntos de ajuste para optimizar el consumo de energía en múltiples niveles operativos y minimizar así el costo.
La medida en que una plataforma dada realiza estas funciones es el principal vaticinador del éxito general del proyecto. Por ejemplo, los modelos predictivos adjuntos a objetivos dinámicos pueden ir más allá de la simple identificación de situaciones anormales. Un sistema realmente sofisticado no solo debe rastrear estas situaciones en tiempo real, sino también ofrecer un análisis de lo que está fallando en el proceso (FIG. 2). De esta forma, el modelo puede profundizar en las interacciones y ofrecer formas prácticas de mejorar la operación, más allá del ahorro de energía.
Saudi Aramco y EMIS: Como un breve ejemplo, Saudi Aramco lanzó un proyecto EMIS en su instalación de Abqaiq, la planta de procesamiento de petróleo y estabilización de crudo más grande de su flota. El EMIS instalado cubre 24 unidades de producción, 57 unidades de no producción y 237 equipos críticos. La gerencia de la empresa quería mejorar el consumo de energía promedio anual de la instalación de 30,000 Btus/bbl del equivalente de petróleo. Además de muchas preocupaciones comunes a la mayoría de las refinerías, esta instalación también tenía problemas específicos que resolver, entre ellos:
FIG. 2. Un sistema eficaz no solo informa datos, sino que ofrece sugerencias sobre cómo los operadores pueden mejorar las operaciones
Los sistemas de monitoreo de energía existentes informaron muchas advertencias falsas de consumo excesivo que eran difíciles de solucionar.
En ocasiones, los operadores se encontraban operando con objetivos incorrectos debido a cambios en el modo de la planta y los estados impulsados por un cambio a un crudo diferente.
Los operadores estaban ajustando cargas y alimentaciones sin suficiente información para considerar los impactos completos en el desempeño de cada unidad y su equipo
Los ingenieros que diseñaron el EMIS capturaron los datos correctos para analizar y resolver las preocupaciones operativas básicas, pero también las exclusivas de cada unidad. Estos datos se combinaron con tableros (FIG. 3) configurados para mostrar variables críticas, de modo que los operadores pudieran mantener un conocimiento crítico de la situación de las operaciones del proceso y del consumo de energía y luego tomar las medidas apropiadas.
Estas acciones se basaron en 13 modelos de optimización, cada uno de los cuales utilizó problemas de programación no lineal y métodos de problemas de programación no lineal de enteros mixtos para entregar resultados que minimizaran el consumo de energía en todas las plantas.
FIG. 3. El sistema de esta planta muestra a los operadores una variedad de KPI críticos, para que tengan conocimiento de la situación del consumo de energía y cómo pueden controlarlo.
Los resultados del proyecto incluyeron:
Un ahorro estimado en costos de energía de $22 MM en el primer año.
Una mayor visibilidad del desempeño operativo para los operadores y la gestión mejoró la toma de decisiones en todos los niveles.
Tiempo del ciclo para la resolución del problema más rápido.
Los mejores puntos de ajuste y parámetros clave para la mayor rentabilidad retenida y compartida entre los operadores.
PEMS: Ampliación de las capacidades de la gestión energética: Muchos procesos de combustión dentro de una refinería están regulados por la Agencia de Protección Ambiental de EE. UU. (EPA) o su equivalente en otros países. Tales agencias requieren que la mayoría de los calentadores, calderas y equipos similares tengan un sistema de monitoreo continuo de emisiones (CEMS) para medir y registrar la salida de varios contaminantes del aire cada vez que el equipo está en funcionamiento. Los contaminantes en este contexto pueden incluir dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno, monóxido de carbono, CO2, amoniaco, oxígeno y posiblemente otros. La solución convencional en estos casos es implementar una y potencialmente más tecnologías de analizadores de gases diseñadas para cuantificar los contaminantes relevantes para cada fuente.
Este enfoque puede funcionar bien cuando se aplica correctamente; sin embargo, puede volverse complejo y costoso, particularmente cuando una instalación dada puede quemar múltiples tipos de combustibles capaces de producir diferentes efluentes. Si existe la oportunidad de ahorrar dinero al usar un combustible económico durante algún tiempo, pero el analizador no puede manejar los efluentes probables, es una oportunidad perdida. Además, dada la cantidad de aplicaciones probables en una refinería, puede haber docenas y tal vez cientos de instalaciones de analizadores, todas las cuales requieren calibración, consumibles (gases especializados) y mantenimiento apropiados.
En muchos aspectos, el mayor inconveniente de este enfoque es lo poco que ayuda a mejorar el proceso o a reducir los costos. Los analizadores CEMS están ahí con el único propósito de monitorear las emisiones. Si los operadores en la sala de control pueden ver lo que están informando, lo que no suele ser el caso, es posible que obtengan una indicación de que algo anda mal con la combustión, pero esto no siempre es muy útil.
Una mejor alternativa es usar un PEMS basado en datos en lugar de un CEMS convencional. El PEMS crea un modelo (FIG. 4) del proceso de combustión con los datos de EMIS, historiadores, sistemas de gestión de activos u otras bases de datos de procesos.
FIG. 4. Un PEMS utiliza un modelo de proceso para determinar la salida de contaminantes de un calentador o caldera encendidos
Dado que el PEMS monitorea todos los factores relevantes, como el flujo de combustible, el flujo de aire, el tipo de combustible, etc., puede calcular la salida de efluentes en tiempo real basándose en un modelo de combustión sofisticado. El modelo dice, en efecto, dado este conjunto de parámetros operativos, aquí está el perfil de los efluentes.
Esta metodología se describe en las reglamentaciones pertinentes, incluida la EPA CFR 40 de EE. UU., Parte 60-61-63-75 y en la Unión Europea bajo CEN/TS 17198:2018. El organismo regulador insistirá en evaluar una determinada instalación para asegurarse de que el proceso se realiza correctamente. Normalmente, la certificación de una instalación requiere una serie de pasos:
Verificar que la aplicación sea adecuada para PEMS
Validar sensores para precisión y confiabilidad
Evaluar la integridad del modelo de emisión
Revisar documentación y capacitación
Una vez que se superan estas pruebas y el sistema está instalado y en funcionamiento, la aplicación debe probarse y validarse periódicamente. Algunos de estos serán controles internos, pero la agencia reguladora participará, al menos, anualmente con su propia prueba de vigilancia.
El uso de un PEMS ahorra dinero en comparación con un CEMS tradicional (FIG. 5) al considerar tanto el costo de capital como el costo operativo de por vida, especialmente cuando se incluye el mantenimiento y los consumibles para los analizadores convencionales. Sin embargo, tan importante como el costo, un PEMS puede funcionar en conjunto con el EMIS porque es parte del EMIS más grande.
Por lo tanto, proporciona información sobre el proceso de maneras que no son prácticas con un CEMS. También puede ser parte de estrategias de optimización de procesos más grandes y esfuerzos de eficiencia energética.
FIG. 5. Un PEMS es mucho menos costoso y mucho más versátil que un CEMS
Balance de masa: Producción para el aporte de energía: La pregunta que todos los gerentes de refinerías deberían hacerse es, ¿cuánto producto obtenemos por cada unidad de energía? Este es un cálculo muy importante, pero es muy complejo ya que hay muchas variables. El panorama general también incluye las capacidades y limitaciones básicas de una unidad de producción en función de las conversiones, los rendimientos, la selectividad del catalizador, los puntos de corte del fraccionador y la eficiencia energética.
Un EMIS puede proporcionar el lado energético de la ecuación, que es otro beneficio de dicho sistema, pero para muchas instalaciones, el eslabón débil de examinar en el balance de masa resultan ser mediciones precisas de los flujos de productos en puntos críticos del proceso. El punto crítico es medir el caudal másico, pero en muchas instalaciones, la instrumentación de caudal solo mide el volumen. Esto es un problema porque las mediciones de volumen no tienen en cuenta la densidad del producto, lo que puede provocar errores de cálculo.
Los siguientes son varios ejemplos típicos de problemas:
Dado que la densidad no se mide, se supone que es constante, usando el mismo valor en todas las situaciones para un producto dado.
El procesamiento de lotes de crudos de oportunidad provoca cambios en las características de la materia prima, que pueden reconocerse con una lectura de caudal másico real, pero pueden pasar desapercibidos si se supone que la densidad es constante.
Si es necesaria una lectura de densidad crítica, algunas instalaciones usan análisis de laboratorio de muestras al azar; sin embargo, esto no rastrea las condiciones cambiantes.
La conversión de volumen a masa para flujos de alta temperatura es problemática, ya que las tablas del factor de corrección de volumen del American Petroleum Institute se detienen en 400 °F (200 °C).
Es posible implementar instrumentos de densidad en el campo, pero existen limitaciones de temperatura y productos viscosos.
Dado que la masa no se mide con precisión, la optimización de procesos por medio de estrategias avanzadas de control de procesos no es práctica.
Pasar a la medición de caudal másico: Podría decirse que la mejor tecnología de caudalímetros para aplicaciones de refinería es Coriolis (FIG. 6). Estos caudalímetros no solo miden el caudal másico de forma nativa, sino que también miden la densidad directamente en tiempo real y tienen compensación de temperatura interna. La mayoría de los diseños incluyen un transmisor sofisticado capaz de entregar el rango de variables requeridas para respaldar los cálculos de balance de masa. Además, son muy precisos en un amplio rango de temperaturas y rangeabilidad.
Su desventaja es el costo relativamente alto en comparación con las tecnologías de medición alternativas, junto con un pequeño paso libre interno en comparación con el tamaño de la línea. Donde los flujos de productos no son limpios, pueden ser propensos a obstrucciones, particularmente con tamaños de línea pequeños. Sin embargo, si bien el costo es una consideración, el precio de compra más alto es mucho menor que los ahorros realizados por las plantas que los instalan en puntos críticos. Incluso una ligera mejora en la producción puede pagar el caudalímetro en semanas o meses.
FIG. 6. La tecnología Coriolis suele ser la mejor opción para las lecturas de caudal másico real utilizadas para los cálculos de balance de masa
Una configuración de caudalímetro más común en las refinerías es la presión diferencial (dP). Esta tecnología funciona bien en todo tipo de instalaciones, pero no puede proporcionar una medición de caudal másico sin conocer la densidad del producto. Si la densidad es relativamente constante, el transmisor o el sistema host de automatización pueden usar el valor de densidad, con el ajuste apropiado para la temperatura y calcular el caudal másico. Esto funciona solo cuando hay una lectura de temperatura en el caudalímetro, que puede ser parte de ese medidor o de una capturada cerca.
Para las instalaciones y unidades de producción donde hay una gran base instalada de caudalímetros de dP, es probable que haya una combinación de instalaciones confiables y problemáticas. La mayoría de las instalaciones de dP se pueden mejorar al verificar algunas consideraciones básicas de operación y mantenimiento, que incluyen lo siguiente:
¿Cuántos años tiene el transmisor? Los transmisores de dP de hoy en día tienen capacidades que no estaban necesariamente disponibles hace solo unos años. Esta actualización económica puede agregar nuevas funciones multivariables a una instalación existente.
¿Las líneas de impulso son fáciles de mantener? Las líneas de impulso mal diseñadas pueden tener filtraciones u obstruirse, lo que interfiere con las mediciones precisas. Cuando los sedimentos son un problema, se pueden configurar para una fácil limpieza.
¿Cuál es la condición de la placa de orificio? Los usuarios deben verificar que los bordes del orificio aún estén afilados, que el orificio esté centrado y que no se haya agrandado debido al desgaste. Se puede hacer una verificación con un micrómetro para verificar que no haya perdido área superficial, lo que cambiaría la relación beta.
¿La instalación tiene suficiente tubería recta?
Para lograr una precisión total, los caudalímetros de dP necesitan secciones de tubería rectas aguas arriba y aguas abajo de la placa de orificio. Verifique que todas las instalaciones tengan la longitud requerida. ¿Cuándo se calibró el transmisor por última vez? Realice las acciones de calibración necesarias y verifique que el rango siga siendo apropiado para la aplicación.
Beneficios obtenidos de los esfuerzos en el balance de masa: Los esfuerzos diseñados para mejorar el balance de masa siguiendo los métodos discutidos pueden brindar mejoras importantes a las refinerías. Los siguientes son tres breves ejemplos:
Con su sistema de medición existente, una refinería no pudo cumplir con el objetivo de ±2 % en su unidad de destilación al vacío/destilación de crudo. Usaba caudalímetros de dP y un caudalímetro ultrasónico. Reemplazó 10 de las instalaciones de dP con caudalímetros Coriolis, y luego pudo llevar la unidad rápida y consistentemente dentro de un objetivo de ± 1 %.
Una refinería en el este de Europa no podía exceder el 96 % de cierre del balance de masa usando caudalímetros de dP, a pesar de que habían sido muy exigentes con el mantenimiento y la calibración. Reemplazaron nueve de las mediciones más críticas con caudalímetros Coriolis. No solo redujeron el tiempo dedicado al mantenimiento, sino que también pudieron mejorar el balance de masa al 99,4 %.
Otra refinería tuvo problemas para estabilizar su unidad de hidrocraqueo debido a la variabilidad de la materia prima. Al utilizar caudalímetros de dP convencionales, los operadores no pudieron compensar con precisión los cambios de composición. Al colocar un caudalímetro Coriolis en la línea principal de la materia prima, los operadores pudieron reconocer los cambios en la materia prima, lo que les permitió alcanzar
sus objetivos de producción y monitorear la desactivación del catalizador. Un aumento del 2 % en el rendimiento valió $1 MM en el primer año.
Uniendo todo: Un proyecto eficaz de sostenibilidad por medio de la eficiencia tiene muchos aspectos; por lo tanto, requiere coordinación para lograr las metas deseadas. Cada elemento puede generar ganancias de forma individual, pero cuando se vinculan entre sí a través de un plan maestro común (FIG. 7), los efectos verdaderamente sinérgicos pueden multiplicar los beneficios. La gerencia debe considerar este tipo de plan como una clave para los avances a largo plazo capaces de mejorar las ganancias, reducir la huella de carbono y hacer que las operaciones sean más sostenibles.
FIG. 7. Un plan maestro une todos los elementos de un proyecto de eficiencia para maximizar los beneficios totales
La organización acordó sus recortes más profundos a la producción de petróleo desde la pandemia de coronavirus, frenando el suministro en un mercado ya ajustado a pesar de la presión de Estados Unidos.
En un comunicado, después de una reunión en Viena este miércoles, el cartel global de países productores de petróleo anunció que produciría 2 millones de barriles menos por día.
La medida pretende impulsar una recuperación en los precios del petróleo que han caído, a 90 dólares desde los 120 dólares de hace tres meses, debido al temor de una recesión económica mundial, al aumento de las tasas de interés de Estados Unidos y a la fortaleza del dólar.
Ante esto, algunos analistas sugieren que EEUU podría tratar de liberar algunas de las existencias de petróleo que posee para tratar de contrarrestar la decisión de la OPEP+.
Estados Unidos está «decepcionado»
Estados Unidos ‘decepcionado’
Este miércoles, el vocero oficial de la Casa Blanca, dijo que estaba «decepcionado» por la decisión de la OPEP+ y la calificó de «miope».
“La decisión de la OPEP+ de recortar las cuotas de producción es miope. Mientras que la economía global lidia con el continuo impacto negativo de la invasión de Ucrania por parte de Putin”, expresó Karine Jean-Pierre. “Está claro que la OPEP+ se alinea con Rusia con el anuncio de hoy”, agregó.
Las fuentes dijeron que no estaba claro si los recortes podrían incluir reducciones voluntarias adicionales por parte de miembros como Arabia Saudita, o si podrían incluir la subproducción existente del grupo.
Poco después del anuncio, el secretario de Estado de EEUU, Antony Blinken, dijo que el gobierno de su país estaba trabajando “para garantizar que la energía esté en el mercado y los precios se mantengan bajos”.
La Casa Blanca de Joe Biden ha tratado de atribuirse el mérito de la caída de los precios de la gasolina en los últimos meses. Este miércoles, muchas personas, incluidos algunos en el Capitolio, cuestionaron de qué serviría la decisión del presidente de reanudar el contacto con Arabia Saudita, el mayor productor de la OPEP, si no resultó en decisiones más favorables por parte de la alianza petrolera.
La Comisión Nacional de Electricidad perdió un caso de arbitraje internacional y pagó una indemnización de 85 millones de dólares a la empresa canadiense —de ingeniería, logística y energía— ATCO Ltd, cifra que equivaldría a más de mil millones de pesos.
En 2018, año en el que Andrés Manuel López Obrador asumió su cargo, la CFE canceló un contrato con ATCO, el cual acordaba la construcción de un gasoducto. Cabe señalar que el acuerdo inicialmente fue firmado durante la administración anterior encabezada por Enrique Peña Nieto.
Dicha obra se ubica cerca de la central de Tula, Hidalgo y tiene una extensión de 17 kilómetros. Se presume que la empresa mexicana argumentó que la cancelación se debió a que la infraestructura construida estaba incompleta, además de que hubo resistencia por parte de las comunidades locales para la consumación del último tramo, situación que, según la firma canadiense, el gobierno mexicano no atendió de manera oportuna.
El gobierno actual debe pagar la cifra millonaria, ya que la Corte de Arbitraje Internacional de Londres dictaminó a favor de la firma canadiense en octubre de 2021.
La política obradorista en materia energética
El actual presidente, Andrés Manuel López Obrador, ha buscado consolidar medidas para reforzar el control estatal del mercado energético, la frustrada implementación de la Reforma Eléctrica y las modificaciones a la Ley Minera dan cuenta de ello.
En este contexto, si bien no se logró la aprobación de la Reforma Eléctrica, el mandatario consiguió realizar modificaciones en la ley para reforzar la posición de paraestatales como la CFE y Petróleos Mexicanos (Pemex).
Estas medidas han generado alertas por parte de los gobiernos vecinos, como es el caso de Estados Unidos, puesto que en julio, la oficina de la Representante Comercial estadounidense, solicitó pláticas de resolución con México acerca de los millones de dólares en inversiones energéticas, argumentando que las políticas de López Obrador violaban el acuerdo comercial de América del Norte (TMEC).
Cabe agregar que a estos llamados se sumó Canadá, por lo que los tres países se encuentran en proceso de resolución.
En su informe anual de 2021, la CFE dio a conocer que enfrenta 21 casos de arbitraje internacional y que había aumentado significativamente sus reservas para litigios y demandas. Sin embargo, ha habido señales de que México está encontrando formas de superar algunas disputas.
ExxonMobil anunció su alianza estratégica con Kia México para ser proveedor de lubricante para motor, aplicable en todos los servicios de mantenimiento en las más de 90 agencias pertenecientes a la marca en todo el país, iniciando la alianza a partir de 2022.
“Estamos muy contentos de tener esta alianza con Kia México. Nuestra presencia en las agencias les permitirá a los clientes adquirir lubricantes para motor de alta calidad y con la avanzada tecnología que respalda nuestros productos.” comentó Alejandro Cardona, director de Ventas de ExxonMobil Lubricantes en América Latina.
ExxonMobil constantemente está forjando alianzas tecnológicas en beneficios de los conductores, y con Kia trabajará en conjunto para ofrecer productos de alta tecnología y, a su vez, garantizar protección al motor de los autos de la marca.
El acero, una de las principales materias primas del mundo, está más presente en la vida del ser humano de lo que podemos imaginar. En Latinoamérica, la cadena de valor del sector siderúrgico genera 1.3 millones de empleos y es un importante indicador del desarrollo económico de diversas regiones. Aun con esto, en la actualidad la industria enfrenta un reto muy importante: ¿cómo promover la sustentabilidad?
El 80% de los Gases de Efecto invernadero (GEI) provienen de la emisión de dióxido de carbono (CO₂). De ese total, entre el 7% y el 9% son originarios de la siderurgia mundial. Aunque América Latina no tenga más del 2.8% de las emisiones del sector, la región será una de las más afectadas por el cambio climático; por lo tanto, una de las principales acciones para mitigar el calentamiento global, cada vez más acelerado, y promover un desarrollo económico más sustentable es avanzar hacia un proceso de descarbonización.
Frente a esto, Latinoamérica tiene dos ventajas: tenemos una de las producciones de acero más eficientes y sustentables del mundo, y nuestra región posee condiciones naturales más favorables para el uso y desarrollo de energías sustentables. Por cada tonelada de acero producida, las empresas latinoamericanas emiten 1.6 toneladas de CO₂, un valor inferior al promedio mundial de 1.8t CO₂, según Worldsteel. A su vez, China, el mayor productor mundial de la materia prima, emite 2.1t CO₂, 31% más que América Latina.
En este contexto, aún queda la duda: ¿Cómo generar fuentes de energía más sustentables? ¿Cómo descarbonizar la industria del acero y caminar hacia un futuro más renovable? Para dar respuestas es necesario hablar sobre tres puntos importantes en los cuales se debe invertir a mediano y largo plazo: aumentar el uso de la chatarra, de energías renovables y gas natural.
El acero es un material 100% reciclable que puede ser usado y reusado muchas veces en un retorno como chatarra, maximizar el uso de ese residuo permite un reciclaje mayor y un proceso más sustentable. La chatarra, pese a ser excelente en lo que se refiere a la emisión de carbono, implica tres etapas que son difíciles de realizar: reconexión, separación del residuo y comercialización. Todas ellas poseen costos variados y necesitan recursos y desarrollos específicos para llevarse a cabo. Esto convierte al proceso de la maximización de la chatarra en un proyecto difícil de implementar y que debe pensarse a largo plazo.
La importancia de invertir en energías renovables y en el gas natural, que cuenta con mayor desarrollo, aplicación y puede servir como un combustible de transición, radica en que algunos países aún no cuentan con todos los recursos necesarios para el uso y la producción de energías renovables. El gas natural resulta ser la mejor alternativa para el estado actual de desarrollo de estos países, pues se encuentra a medio camino entre el carbón vegetal y las energías renovables.
La defensa comercial es el principal factor para la descarbonización
A pesar de que existen opciones para una transición energética, todavía falta el desarrollo de diversas partes involucradas en el proceso. Los países, sobre todo los de la región latinoamericana, deben seguir el principio de las responsabilidades comunes, pero diferenciadas. Es decir, deben entender que tienen un objetivo en común, pero cuentan con realidades diferentes para alcanzarlo. La cadena completa, que va desde los productores hasta los proveedores y compradores de acero, debe alinearse para pensar estrategias que promuevan el cambio energético e impulsen la descarbonización.
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